彰武地区稠油井产出液井筒流动规律研究

基于热量传递原理和井筒多相管流理论,建立了彰武地区稠油井产出液沿井筒流动与传热的数学模型,计算了产出液沿井筒的温度分布和压力分布以及产出液的粘度随井筒的变化规律.计算结果表明井筒上部温度较低,不利于原油的流动,采用电加热以后,井筒温度得到了提高,改善了原油的流动性.井筒压力基本上呈线性分布;含水率对产出液温度稍有影响,但幅度不大,含水率越高,产液温度就越高,流体粘度就越低,就越利于油井生产.     

乳化稠油电加热井筒举升边界条件研究

井筒电加热降黏技术在国内的各大油田应用非常广泛,随着胜利油田现河采油厂特超稠油井的开发,井筒电加热配套井数也逐渐增多,为解决采油厂井筒电加热配套井数增多,造成能耗过大的问题,以胜利油田现河采油厂稠油为研究对象,开展稠油乳状液黏度-温度-含水变化规律研究,总结出了现河采油厂稠油的黏温特性以及拐点温度、含水分布等规律。以拐点温度作为临界温度,确定乳化稠油电加热井筒举升的黏度边界为110 000 mPa·s,低于此黏度的稠油乳状液无需开启电加热就能顺利从井筒举升到地面。最终根据黏度边界制定出乳化稠油井筒举升优化图版,以指导稠油高效节能开采。     

油井常温集输技术原理与研究

油井常温集输技术的难点是解决原油物性差的低液、低含水油井的单管常温集输问题。分析江汉油田主油区低含水原油及高含水原油的形态和粘度特征,认为高含水原油的粘壁温度比净化原油的凝点低8~10℃,单井不加热集输的最低温度界限为20℃,从而得到江汉油区不同液量高含水原油临界距离初步估算值,并以此为基础,对低液量、低含水无法实现常温集输油井进行工艺改进,采用高压掺污水及油井枝状集输工艺解决了低液、低含水油井的集输问题。     

井筒重力热管室内实验与矿场试验研究

利用重力热管的高效传热特性,将其应用在井筒流体加热过程中,分析了重力热管加热效果的外部影响因素.结果表明,重力热管在不消耗额外能量的条件下,利用深部流体能量提高井筒上部流体的温度,能起到均衡井筒温度场的作用,进而改善井筒温度分布剖面.室内实验表明:工质类型、工质充液率、真空度对重力热管的传热效果有很大影响.矿场试验表明:在适当的条件下,能够将原油温度加热到原油凝点以上,降低原油粘度,改善原油流动性,井底抽油杆载荷,满足生产实际的要求;重力热管加热过程受井底温度、热管下入深度、油井产液量以及原油物性等因素的影响,随着井底温度、热管下入深度、油井产液量的增加,重力热管的传热效果变好.     

空心抽油杆内连续管下入深度对井筒温度分布的影响

稠油举升过程中,由于地温变化造成井筒内温度压力降低,导致原油黏度增大、溶解气析出,最终造成原油结蜡、油井堵塞.空心抽油杆内连续管热水循环加热工艺作为一种经济有效的采油工艺方法,能有效防止稠油在井筒内结蜡.在满足稠油油井生产要求的前提下,为了优化连续管下入深度,减少投资成本,建立热水循环加热井筒温度场的二维轴对称稳态模型,选取不同连续管下入深度,计算井筒温度分布.研究表明连续管不同下入深度对井筒温度具有较大影响;连续管下深700～1200 m均可满足防蜡降黏要求;当连续管下深为700 m时,循环水出口温度约为60.5℃,产出液出口温度约为59℃,现场应用时可将连续管下深至700 m以最大限度节约成本.     

双空心杆采油工艺研究与应用

针对稠油、高凝油油田由于原油黏度及性质差异大,导致采油难度大的工艺特点,研究了双空心杆循环加热井筒降黏技术。采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式,确保内循环的热载体不进入井筒,却能达到给井筒加热使稠油降黏开采的目的,同时又减少了污染和损耗。该技术在楚留油田应用后,有效地提高井筒原油温度,改善了井筒原油流动性,起到增加油井产量的效果。     

结合含水饱和度场分布的水淹级别评价体系

含水饱和度分布场能够真实地反映出油井在该层的水淹情况,但是应用单一指标评价水淹级别对含水饱和度场的准确性依赖程度较大。基于此提出了结合含水饱和度分级,建立能够有效识别井层水淹级别的评价指标参数体系、权重体系和指标分级标准的模糊综合评判模型。以杏北开发区408口油井各层实际数据为例,应用该水淹级别识别体系对各层水淹级别进行判断。结果表明,基础、一次井网水淹程度较重,二次、三次井网水淹级别较低,为下步挖潜剩余油和堵水治理提供了可靠的依据。     

低渗透油藏提液技术研究

低渗透油藏由于储层低渗透和非均质性强的特点,提液难度较大。通过对北31油藏的研究认为,通过分注、调剖减小层间差异,提高压力保持程度,对于液量较低井采用压裂和提液,提高油井供液能力,对于特高含水井采取堵水和提液相结合控制含水比上升,创造条件满足油藏的提液要求。另外,选择合理时机,最大限度的提高采收率。在具体做法上依据油井生产特征,不同井采取不同的提液方式,低渗透油藏提液同样取得了好的效果。     

反循环压井井筒温度场计算与分析

反循环压井过程中,井筒温度场受环境及压井液物理性质等外部参数影响十分明显。从反循环压井工艺特点出发,以传热学基本理论为基础,通过理论推导,得到反循环压井过程井筒温度场计算模型。对影响反循环压井过程中井筒温度的因素进行分析,结果表明,在压井过程中,泥浆排量、泥浆比热、地温梯度、井深以及压井循环时间和泥浆入口温度对循环过程中井下温度分布的影响较大;调整泥浆排量和泥浆入口温度可以作为调节井筒温度的有效途径。     

海上油田水平井控水技术研究与应用——以Wen19-1N-C1H井为例

南海西部油田大部分油井含水已超过60%,以Wen19-1N-C1H井为例,在油藏驱动类型、含水上升规律、出水层段预测及控水效果评价等油藏研究的基础上,通过对目前不同控水方式的对比分析,充分利用了该井的裸眼管外封隔器,采用简易、经济的中心管控水工艺,取得了良好的增油降水效果。Wen19-1N-C1H井控水的成功,对新井在完井阶段管柱设计及后期高含水油井控水,提供了良好的借鉴意义。     

流量不均鱼骨状多分支水平井不稳定压力分析

为研究分支井和主井筒流量密度分布不均及各生产段表皮分布不均对鱼骨状多分支水平井井底压力(bottom hole pressure,BHP)的影响,通过将分支井段和水平主井筒段考虑成线源,运用格林函数并结合Newman乘积方法,建立了鱼骨状多分支水平井非均匀流量的试井解释模型,利用数值反演算法计算BHP,绘制出典型试井曲线并进行敏感性因素分析.结果表明,该模型出现了新的渗流特征段,其特征段在压力导数曲线上呈现出斜率大于0.5的直线段,将其命名为分支干扰线性流动段.鱼骨状多分支水平井分支井段及主井筒段流量不均时,BHP响应与各分支井段及主井筒段的流量以及表皮分布密切相关,同时也受到分支的长度、角度、地层各向异性、井筒在地层中高度和分支在主井筒上位置等因素的影响.该模型对鱼骨状水平井的产油井段诊断与解释、储层伤害判断以及增产措施制定有指导意义.     

大倾角厚层轻质油油藏含水上升规律及挖潜措施研究

受海上工程及经济因素限制,海上油田厚层油藏多采用定向井多层合注合采的模式开发,但受储层纵向非均质性的影响,油田开发表现出油井见水规律复杂,产量递减快,但受井斜、生产管柱及测试成本等因素制约,油井见水后治理难度大.大倾角厚层轻质油油藏受重力作用影响显著,因此为明确该类型油藏的见水规律并明确油井见水后的挖潜措施,精准实施有效的油水井措施,改善油田开发效果,提高经济效益,通过将考虑重力作用的剖面压力均等模型并结合渤海轻质油油田孔渗分布关系,建立一种标准油藏含水上升规律曲线.应用该曲线可有效地指导油井堵水、提液等措施的实施且效果显著,对类似油田油井的治理值得推广.     

八面河油田油润滑防偏磨工艺研究与现场应用

八面河油田目前主要是采用传统的油井防偏磨工艺,而在高含水的井液中易导致杆、管偏磨机率增加,随着含水率的上升,偏磨失效井次也相应上升。所以,应在传统的油井防偏磨工艺的基础上,结合实际情况应用新技术。而空心杆油润滑防偏磨工艺的技术可以对油井偏磨防治起到一定效果。     

重力热管伴热改善稠油井井筒传热损失的研究

根据重力热管作用原理,结合井筒传热过程,建立了稠油生产井中采用热管伴热方式时井筒热损失的计算模型,利用该模型分析了重力热管改善井筒热损失的原理.在此基础上,讨论了主要工艺参数对热管井井筒热损失的影响,结果表明:随着井底温度升高、产液量增加、热管下入深度加深,井筒热损失增大,其中,产液量对热损失的影响尤为显著.现场试验及理论研究表明:在不消耗额外能量的前提下,重力热管能够利用深部流体自身的能量提高井筒上部流体的温度,降低传热过程中的热损失,进而改善井筒温度分布剖面.该方法可以减小产出液在井下管道上升过程中的流动阻力,从而降低抽油机的负荷,实现低能耗对井筒流体加热的目的.     

坪北油田躺井原因分析及对策研究

坪北油田油井作业的主要原因是抽油杆断脱和蜡卡。对于抽油杆断脱,应根据油井井斜轨迹,在全角变化率较大的位置上安装扶正器,同时根据作业时起出的抽油杆偏磨情况适当调整扶正器,在含水较高的油井上适当加大扶正器用量。对于结蜡,应根据油井历史作业情况,结合油井产量确定合理的清防蜡方式。产液量高的以热力学清蜡为主,产液量低的以化学或刮蜡杆清蜡为主。     

彩南油田三工河组油藏综合解堵技术研究

彩南油田三工河组油藏属于能量较强的边底水油藏,目前已处于高采出、高含水开采阶段,大量的低产井严重制约了油藏的开发,低产的主要原因是储层污染严重,此外固井质量差等原因不同程度的造成了油井的产量的下降。本文针对该油藏储层污染问题进行了综合解堵技术研究,筛选出了三种综合解堵工作液体系,采用将酸液浸泡、近井地带防膨及井筒防蜡三种不同工艺结合在一起,形成一趟采用多段塞、多处理液的综合解堵治理新工艺,有利于解除多类型堵塞物,提高了解堵有效率。2010年我院在三工河组油藏采用综合解堵技术现场试验13井次,解堵有效率高,增油效果显著,为彩南油田的增产、上产作出了贡献。     

射孔完井高产气井井筒压力温度预测

正确计算井筒温度是进行气井流压计算、水合物形成以及凝析液析出等气井生产动态分析的前提.对于射孔完井的气井,气体从储层流入井筒的过程中所产生的压降要大于裸眼完井时的压降.正确计算节流压降和温降,对计算射孔完井井筒中的压力温度具有重要作用.研究建立相应的模型,得到节流压降及温降、井筒压力及温度布分的计算方法.对一口射孔完井高产气井进行实例计算,得到节流压降、节流温降以及压力、温度沿井深的分布情况,并对射孔参数进行敏感性分析.     

甘谷驿油田特低渗储层注水效果分析

通过对注水区域受益油井的地层亏空、注水利用率和水驱指数的评价,分析受益井的综合含水变化特点,计算出受益油井的储量动用程度,并对比注水区域受益油井和非受益油井的压力保持水平及综合递减率。     

掺稀质量对油井产出液降粘效果的影响

利用搅拌实验装置建立了油水混合液粘度测量计算式,初步解决了含水稠油井开采中普通同轴旋转 粘度计无法准确测得油水两相混合液粘度的问题。通过室内井筒温度场模拟实验,研究了不同掺稀质量下油井产 出液的流变性。结果表明,大量增加含水井的稀油注入质量,产出液将呈现形成W/O 乳状液的趋势,其粘度变化存 在峰值;不含水稠油井的降粘率随掺稀质量的提高而增大,其值可达99%以上,温度越低降粘效果越好。     

页岩气井连续油管排水采气工艺探讨

随着连续油管技术的快速发展及逐渐成熟,连续油管应用于页岩气井排水采气已经成为一种经济上和技术上可行的工艺方式。连续油管可有效降低气井临界携液流量,排除井筒积液,提高气井产能,能较好地适应页岩气井后期排采。实施中应结合节点分析并综合考虑气井长期生产进行排采工艺设计,对于低产气井,需采用注液氮助排等手段配合连续油管激活气井排采。